近日，中国经济出版社出版发行《可再生能源制氢发展现状与路径研究报告2024》。 该书不仅是对当前可再生能源制氢发展全貌的一次系统画像，更是对未来发展趋势的一次深刻洞察。本版摘录书中部分观点内容，敬请关注。
随着可再生能源制氢的碳减排定位逐渐明晰，全球主要国家和地区陆续上调绿氢/清洁氢发展目标，完善相关标准体系，并为绿氢制备及电解槽生产项目提供补贴。
“十四五”以来，我国也陆续出台各项可再生能源制氢相关政策，引导和支持氢能产业全方位发展。内蒙古、吉林等多地明确提出可再生能源制氢发展目标，推进“风光储＋氢”“源网荷储＋氢”等示范项目建设，实施绿氢销售价格、制氢电费补贴，松绑绿氢项目化工园区限制和危化品许可政策，各项举措更加务实落地。
随着上游技术装备迭代升级及下游应用场景拓展，国内规模化绿氢示范项目加速扩张，2023年我国处于不同阶段绿氢项目累计达40个，总制氢规模近18.65吉瓦；风光氢氨醇模式亦逐步起量，从建成到规划阶段，绿醇产能规模已超750万吨/年、绿氨产能规模已超1000万吨/年。
尽管我国可再生能源制氢产业发展势头强劲，但在经济性、技术、体制机制等方面仍面临挑战和障碍。首先，绿氢生产成本高于煤制氢和天然气制氢，供需的时空错配亟待配套大规模长距离氢气储运能力，加剧了经济性差的难题。南宫28官方网站其次，绿氢制备技术水平有待提升，大标方碱性电解槽等缺乏长期运行数据，下游消纳技术及场景还处于研发阶段，大规模应用尚需时日。最后，现有体制机制及标准与绿氢产业体系不匹配，大部分地区对化工园区制氢的硬性要求及氢气危化品属性管理很大程度上限制了风光制氢项目的落地。
可再生能源制氢产业面临经济、技术、体制机制难题，为破解这些难题，可通过以下四条路径推动产业高质量发展。
一是技术装备创新、体制机制创新、商业模式创新三管齐下，推动绿氢生产成本大幅下降。聚焦制氢设备性能提升和离网制氢技术攻关，探索合理的绿氢存储手段及下游消纳方式，因地制宜发展大规模风光离网制氢，创新可再生能源制氢并网模式，从“自发自用，余电上网”变为“基电上网，弃电制氢”。
二是因地制宜，探索多元化发展模式。拓展绿氢在化工、航运、储能等领域的应用场景，探索绿氢就地转化为化工产品，发展绿色氢基高密度燃料，利用氢氨中长时储能提升电力系统运行可靠性。
三是建设基础设施，化解时空错配矛盾。通过在大基地外送线路开辟绿氢专道，建设高压直流输电基础设施和智能电网技术设施，实现需求侧就地制氢，也可在大基地就地制氢，通过输氢/掺氢管线实现长距离外送。
四是开展离网型可再生能源制氢及下游柔性生产一体化示范。推进光伏、陆地风电及海上风电离网制氢与绿醇、绿氨等下游柔性生产耦合，扩大绿氢应用市场和规模。
为保障可再生能源制氢产业健康有序发展，拟从政策支持、技术标准、财税激励、管理机制等方面提出建议。
一是构建全国层面可再生能源制氢支持政策体系。建立跨部门协调机制，制定可再生能源制氢项目生产保障政策，鼓励有条件的地区实施自发自用绿电优先并网、免交部分系统备用容量费和政府性基金及附加费等电价支持政策，探索将绿氢CCER（国家核证自愿减排量）纳入市场交易品种，打造氢能碳减排市场化交易机制。
二是推动可再生能源制氢关键技术攻关和标准体系完善。支持绿氢装备的国产化研发及规模化应用，完善可再生能源制氢的制、储、输、用标准体系，制定绿醇、绿氨相关标准，推进与国家、国际标准的互认和兼容，筹划实施绿氢领跑者计划，完善并提升可再生能源制氢技术装备的检测、认证、应用等领域基础服务能力，加快绿氢商业化进程。
三是鼓励各地区制定可再生能源制氢财税激励政策。鼓励具备条件的地区完善分时电价机制，实施利用弃风、弃光、弃水及谷段电力制氢等电价优惠政策，探索绿氢制备及零部件生产等相关环节享受低增值税税率、所得税“两免三减半”等优惠政策，对采用先进技术的低能耗绿氢项目开展售价或电费补贴，鼓励金融机构加强可再生能源制氢产业绿色金融和信贷支持，鼓励具备条件的地区为可再生能源制氢提供配套风光指标和项目用地支持。
四是推动各地区创新可再生能源制氢管理机制。鼓励放开化工园区可再生能源制氢管理限制，松绑绿氢危险化学品安全许可政策，支持离网制氢项目申报，明确项目主管部门，开通绿色申报通道，简化申报流程。
我国光资源丰富地区集中在“三北”地区、青藏高原及西南地区，风资源丰富地区主要是三北地区及东南沿海等地，这些地区地广人稀，陆上可再生能源制氢项目的建设条件较好；未来随着近海海上风电成本逐步逼近平价，近海海上风电制氢项目将从示范走向规模化发展；深远海海上风电制氢技术尚不成熟，预计较长时期内独立能源站将以满足特定需求的定位得到发展。
根据清华大学碳中和研究院对当前主流碳达峰、碳中和情景下2030年和2060年我国各电源发电量研究，2060年风力发电量约6.5万亿千瓦时、光伏发电量约7.5万亿千瓦时。中国石化在《中国能源展望2060（2024年版）》中也对绿氢产量进行了预测，2060年绿氢产量为7680万吨。《我国电力碳达峰、碳中和路径研究》预测2060年可再生能源制氢用电量将达到1.7万亿千瓦时 ，对应绿氢产量3000万吨。氢能联盟在《开启绿色氢能新时代之匙：中国2030年“可再生氢100”发展路线亿吨可再生氢的目标。
2060年工业部门氢能需求在7400万～8800万吨。按下限方案分析，氢能作为原料，2060年需求将在4700万吨以上，主要用作炼钢过程的还原剂，用于石化和化工行业的元素平衡，在这些领域，氢能是最为重要甚至是唯一脱碳方案；氢能作为能源转换介质用于生产纯氨、甲醇等富氢燃料，2060年需求将达900万吨。在上限方案中，氢能作为生产高品位热能的燃料，2060年需求将达1500万吨。
预计2035年左右，氢能生产、输送、储存技术将会有明显进展，氢能有望逐步用于交通部门电能难以替代的场景，特别是应用在远洋巨轮及远距离民航飞机中。研究表明，2060年交通部门氢能总需求为1400万~2050万吨，其中重卡领域需求为500万～800万吨、民航为300万～500万吨、水运为500万～600万吨、其他交通领域为100万～150万吨。届时氢能可满足交通用能需求的20％以上，将发挥比较重要的替代作用。
实现碳中和情景下，2060年建筑部门氢能需求为400万～500万吨、能源部门氢能需求为500万～800万吨。2060年我国氢能需求总量在9700万～12150万吨。
氢能作为一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，是未来国家能源体系的重要组成部分，也是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《氢能产业发展中长期规划（2021~2035年）》，明确了氢能产业的战略定位和绿色低碳的发展方向。可再生能源制氢对促进我国新能源规模化利用、助力实现碳达峰碳中和目标、加快经济社会发展全面绿色转型具有重要意义。
在供应侧，可再生能源制氢是充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势的必由之路。在消费侧，以可再生能源制氢为代表的绿色氢能供应是推动交通、工业等用能终端绿色低碳转型的前提条件。当前，可再生能源制氢面临生产成本高、资源与需求时空分布错配、体制机制及标准不完善、制氢技术装备水平有待提升等一系列挑战，需要政府、企业、高校、科研院所等多方力量协同，推动产学研用贯通，打破可再生能源制氢产业各环节存在的制约和障碍。为此，提出以下四方面建议：
一是标准先行。制定氢产品碳足迹核算标准，结合我国发展实际，进一步明确清洁低碳氢界定标准，并推动与欧盟等的相关标准接轨，为绿氢发展夯实标准基础。
二是降本增效。加大科技研发投入，积极开展可再生能源制氢项目示范，攻克可再生能源制氢难以适应新能源发电间歇性和波动性的技术难题，南宫28官方网站通过技术创新与市场机制改革，提高可再生能源制氢产业经济性。
三是重点突破。在新能源资源丰富的“三北”地区，鼓励配套建设合成氨、合成甲醇等工厂，通过改进氢基能源合成技术来适应新能源发电波动性，促进绿氢就地消纳。
四是需求引领。以推动可再生能源制氢在工业领域规模化应用为目标，出台相关支持政策，拓宽绿氢应用场景，强化需求对供给的牵引。
